近日，媒体披露国家发展改革委已印发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》决定下调一、二、三类资源地区风电标杆上网电价2分/千瓦时，四类资源地区风电标杆上网电价维持现行价格不变。《通知》适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日后投产的陆上风电项目。

短期内，受本次电价下调影响，为争取更高的上网电价，风电企业将加快已核准项目的建设，2015全年新增装机规模仍将较大，但不会较2014年大幅增加，预计全年新增装机将在2,000万千瓦左右。而受行业抢装的影响，预计行业债务负担将有所加重，偿债指标表现将有所弱化，至2015年末行业全部债务资本化比率和全部债务/EBITDA将分别上升至65%和6倍左右。

中长期内，虽然本次价格调整弱化了行业的盈利能力，但风电的盈利空间仍明显大于火电、水电等主力电源，且此次四类地区风电上网电价未做调整。因此，中债资信认为本次价格调整对行业发展的影响有限，行业内企业继续投资扩大装机规模的动力仍在，行业仍将呈现快速发展态势。

同时，在行业盈利空间仍较大和国家风电补贴负担不断加重的综合影响下，预计未来风电上网电价仍有进一步下降的可能，中债资信将对此保持关注。

根据《通知》,调整后的一、二、三类地区标杆上网电价分别为0.49元/千瓦时、0.52元/千瓦时和0.56元/千瓦时；第四类资源地区风电标杆上网电价维持不变，仍为0.61元/千瓦时。《通知》适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日后投产的陆上风电项目。此外，《通知》鼓励风电企业通过招标竞争方式确定业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地风电标杆上网电价水平，具体方案由国家能源主管部门会同价格主管部门另行制定。

由于市场上早已存在风电电价下调的预期，2014年各风电企业均加大了对风电业务的投资规模，2014年1~11月，中国风电新增装机规模为1,382.93万千瓦，较去年同期增加366万千瓦，考虑到近几年12月风电在建机组集中投产的情况，预计至2014年底我国风电新增装机规模将在1,800万千瓦左右，较2013年多增400万千瓦左右，年末行业总装机规模将增长至9,300万千瓦左右。而受本次电价下调影响，为争取更高的上网电价，风电企业将加快已核准项目的建设。

自2011年起，国家能源局开始制定风电项目拟核准计划，截至2014年底共发布四批拟核准计划，累计核准规模超过1亿千瓦时。同时，2010年底我国已投产风电装机规模为2,957.55万千瓦时。预计截至2014年12月31日，中国已核准风电装机规模已超过1.5亿千瓦时，扣除已投产的9,300万千瓦外，尚有超过5,700万千瓦风电机组未投产。

预计2015年内投产机组规模仍将较大，但考虑到：（1）市场上早已存在风电电价下调的预期；（2）本次四类地区电价未下调，而之前受一、二、三类地区弃风问题影响，行业与企业新增装机布局均向四类地区转移，其中，在国家第四批核准计划中，有73%的机组处于四类地区；（3）一、二、三类地区中部分区域弃风严重。预计2015年风电装机增量将不会较2014年出现大规模的提升，预计全年新增装机将在2,000万千瓦左右。

截至2014年11月底，风电行业有息债务规模约为3,160亿元，全部债务资本化比率约为61%，全部债务/EBITDA约为5.5倍。在行业整体抢装的背景下，中债资信预计2015年风电行业新增装机约2,000万千瓦；在新增装机的建设成本为8,000元/千瓦时，且2015年全年不出力，建设资本金为20%，折旧期为20年的假设条件下，预计2015年风电行业的全部债务资本化比率将上升约4个百分点至65%左右，全部债务/EBITDA将在6倍左右。整体看，预计2015年风电行业的债务负担将有所上升，偿债指标表现将有所弱化，但整体财务风险仍可控。

本次下调对行业中长期发展影响有限，行业将呈现快速发展态势；但行业上网电价有进一步下降的可能，中债资信将对此保持关注。

从中长期影响来看，虽然本次价格下调将对行业发展产生影响，但从影响程度来看，中债资信选取2012年1月~2014年11月以来风电行业的利润总额及发电量进行测算，得出风电行业的单位发电利润总额 约为0.0999元/千瓦时，同期火电和水电的单位发电量利润总额分别为0.0336元/千瓦时和0.0510元/千瓦时。而此次一、二、三类地区不含税平均价格调整幅度约为1.7分/千瓦时，调整后的盈利空间仍明显大于火电、水电等主力电源，且此次四类地区风电上网电价未做调整。因此，中债资信认为中长期内本次价格调整对行业发展的影响有限，行业内企业继续投资扩大装机规模的动力仍在，行业将呈现快速发展态势。

而从未来风电价格变化的趋势来看，考虑到：（1）此次价格下调后风电行业仍存在较大的盈利空间，行业的单位发电利润总额仍显著高于火电和水电；（2）中国风电价格一直实行价格费用分摊制度，即风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内的部分，由当地省级电网负担，高出的部分通过国家可再生能源发展基金分摊解决。随着风电装机的不断增大，风电发电量持续上升，且2013年9月和2014年8月两次下调了燃煤机组的标杆上网电价，风电度电补贴额增加，导致风电财政补贴规模不断扩大，加重了国家负担；（3）本次《通知》特别提及鼓励风电企业通过招标等竞争方式确定业主和上网电价，虽然具体实施办法还有待相关部门另行制定，但这为未来风电价格的进一步下降提供了政策依据。中债资信认为，中长期内中国风电上网电价仍存在进一步下降的可能。